Struttura, prezzi e qualità nel settore gas

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1 3. Struttura, prezzi e qualità nel settore gas

2 Domanda e offerta di gas naturale nel 2009 Nel 2009 la domanda di gas ha registrato un marcato calo (-8% rispetto al 2008) a causa dell impatto della recessione economica sull attività produttiva e, di conseguenza, sui consumi energetici. Secondo i dati preconsuntivi diffusi dal Ministero dello sviluppo economico, la contrazione della domanda ha ridotto i consumi a 76,7 G(m 3 ) dagli 83,4 G(m 3 ) registrati nel 2008, anno nel quale si erano già fatti sentire i primi effetti della crisi economica, nonostante un autunno e un inverno (specie ai suoi inizi e cioè nei mesi ricadenti nel 2008) piuttosto rigidi. Per il terzo anno consecutivo, quindi, la domanda di gas non è aumentata, dopo anni in cui il settore era abituato a tassi di crescita molto positivi e stabili nel tempo. Il comparto industriale e quello termoelettrico hanno registrato un vero e proprio crollo dei consumi (rispettivamente pari a 14,4% e 16,8%), mentre l inverno rigido ha spinto la domanda residenziale e del terziario (+5,4%), così come il diffondersi di auto alimentate a metano (favorite dagli incentivi governativi alla rottamazione) ha permesso ai consumi per autotrazione di aumentare del 9,6% rispetto al Per effetto di queste variazioni la quota dei consumi industriali si è ridotta a poco più del 20%, quella del termoelettrico è ora del 36,8%, mentre quella dei consumi civili ha raggiunto il 41,5%. Come accade da molti anni, la produzione nazionale ha continuato a ridursi, scendendo a 8 G(m 3 ) dai 9,3 del Le importazioni dall estero sono diminuite del 9,9%, passando da 76,9 a 69,3 G(m 3 ), così pure le esportazioni, scese da 210 a 125 M(m 3 ). Circa 0,9 G(m 3 ) è stato prelevato dagli stoccaggi. La domanda lorda è stata quindi soddisfatta per il 10,3% dalla produzione nazionale e per l 88,6% dalle importazioni nette. I dati provvisoriamente diffusi dal Ministero dello sviluppo economico trovano una parziale conferma nel bilancio degli operatori del settore gas (Tav. 3.1), tradizionalmente presentato in queste pagine, che mostra una prima e provvisoria elaborazione (come tutte quelle che seguono anche nei paragrafi successivi) dei dati dichiarati dalle 366 imprese del gas nell ambito dell Indagine annuale che l Autorità per l energia elettrica e il gas svolge con riferimento alle attività svolte dagli operatori nell anno precedente. Come consuetudine, esso è stato redatto riaggregando le informazioni fornite dalle imprese nei gruppi cui hanno dichiarato di appartenere nell ambito dell Anagrafica operatori dell Autorità. I gruppi sono poi stati attribuiti alle classi indicate nella tavola in base al valore degli impieghi di gas, vale a dire a seconda dell ampiezza delle vendite (effettuate ad altri operatori e al mercato finale) e degli autoconsumi. Come lo scorso anno, Eni, Enel ed Edison si confermano i principali gruppi. Nella prima classe ricadono ancora 7 gruppi, ma non sono gli stessi del 2008: sono usciti infatti Sorgenia (CIR) 113

3 e Axpo Group, entrambi passati alla classe 1-2 G(m 3 ), a vantaggio di Sinergie Italiane (impresa di trading il cui capitale sociale è detenuto da imprese operative nella vendita al dettaglio) e di Royal Dutch Shell. In questa classe gli impieghi di gas oscillano tra i poco più di 10 G(m 3 ) del gruppo A2A, ai quasi 7 del gruppo E.On e ai poco più di 2 di Royal Dutch Shell. Nella classi successive rientrano rispettivamente 11, 50 e 190 gruppi. TAV. 3.1 Bilancio del gas naturale 2009 G(m 3 ); valori riferiti ai gruppi industriali Eni Enel Edison 2-11 G(m 3 )1-2 G(m 3 ) 0,1-1 G(m 3 )< 0,1 G(m 3 ) Totale Produzione nazionale netta 6,5 0,6 0,4 0,2 0,0 0,0 7,6 Importazioni nette (A) 33,0 8,6 10,4 5,9 4,1 4,5 0,1 66,7 di cui vendite Eni oltre frontiera 1,3 2,4 0,0 0,0 3,8 Variazioni scorte 1,4-0,1-0,1 0,1-0,2-0,2 0,0 0,9 stoccaggi al 31 dicembre ,3 0,9 0,6 1,7 0,6 0,5 0,0 7,5 stoccaggi al 31 dicembre ,9 1,0 0,7 1,6 0,8 0,6 0,0 6,6 Acquisti sul territorio nazionale 2,0 6,7 4,1 28,7 13,4 14,5 4,2 73,5 da Eni 0,8 1,0 1,7 5,0 2,9 2,3 0,7 14,5 di cui gas release al PSV 0,5 0,2 0,2 0,1 1,0 da Enel 5,3 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 5,5 da Edison 0,1 0,0 1,5 1,1 0,5 1,8 0,5 5,5 da altri operatori 1,0 0,4 0,9 22,6 9,9 10,3 2,9 48,0 Cessioni ad altri operatori nazionali 16,3 5,6 5,1 19,8 11,1 7,7 0,1 65,7 di cui vendite al PSV 4,9 0,2 0,5 4,5 5,6 3,2 0,0 18,8 Trasferimenti netti -0,4 0,3 0,1-0,5 0,2-1,9-0,4-2,6 Consumi e perdite (B) 0,4 0,1 0,1 0,3 0,2 0,2 0,0 1,4 Autoconsumi 4,5 4,6 1,8 1,4 0,0 0,1 12,5 Vendite finali 21,2 9,9 5,2 12,6 5,0 9,0 3,7 66,6 al mercato libero 14,9 7,1 4,9 8,6 3,9 4,4 1,7 45,4 al mercato tutelato 6,3 2,9 0,2 4,0 1,0 4,6 2,0 21,1 Vendite finali per settore 21,2 9,9 5,2 12,6 5,0 9,0 3,7 66,6 generazione elettrica 6,4 4,8 3,6 3,6 2,1 0,5 0,2 21,0 industria 7,9 1,5 1,2 3,8 1,3 2,7 0,7 19,1 commercio 1,4 0,5 0,1 1,3 0,4 1,5 0,8 5,8 domestico 5,6 3,2 0,3 4,0 1,2 4,3 2,0 20,7 - di cui a clienti finali collegati 1,3 4,4 1,6 3,3 0,8 1,2 0,3 12,8 (A) Le importazioni sono al netto delle esportazioni. (B) Consumi e perdite stimati in base a produzione, importazione, stoccaggio e acquisti interni. Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori. La produzione è praticamente tutta in capo al gruppo Eni, se si eccettuano alcune piccole quote riconducibili a Edison e ad altri piccoli coltivatori. Nelle importazioni è aumentato di circa 3 G(m 3 ) il volume di gas importato da Edison anche in virtù dell entrata in funzione del terminale GNL di Rovigo, mentre si registra una riduzione di 2 G(m 3 ) delle importazioni di gas dei gruppi appartenenti alla classe con impieghi tra 2 e 11 G(m 3 ). La diminuzione è dovuta in parte al fatto che una quota del gas importato dal gruppo E.On non è stata classificata tra le importazioni bensì tra gli acquisti alla frontiera italiana (in quanto lo sdoganamento è stato effettuato da altri soggetti), e in parte al fatto che alcuni importatori sono passati nella classe più piccola. Un quantitativo elevato di gas importato si osserva anche per la terza classe, quella dei gruppi con impieghi tra 0,1 e 1 G(m 3 ): complessivamente questi hanno acquisito 4,4 G(m 3 ) di gas dall estero grazie alla presenza di imprese afferenti a gruppi stranieri particolarmente attivi sul mercato internazionale del gas (per esempio, Sonatrach, Essent, CEA, Worlenergy, BP). Gli approvvigionamenti oltre frontiera da Eni sono trascurabili o inesistenti nei gruppi più piccoli. Per quello che riguarda gli acquisti sul territorio nazionale, nel 2009 la quota di gas fornita direttamente dai due operatori principali è scesa rispettivamente al 19,7% (nel 2008 era del 35%) nel caso di Eni e al 7,4% (nel 2008 era dell 8,5%) nel caso di Enel. La stessa quota è, invece, aumentata, passando dal 5,8% 114

4 al 7,5% nel caso del gruppo Edison e dal 50,5% al 65,4% nel caso di altri operatori che hanno ceduto 48 dei 73,5 G(m 3 ) complessivamente offerti sul territorio nazionale, testimoniando la presenza di un mercato all ingrosso particolarmente vivace. Una parte del gas acquistato da Eni è riconducibile al gas release, la cessione di gas al Punto di scambio virtuale (PSV), che Eni effettua in esito all istruttoria dell Autorità garante della concorrenza e del mercato dell aprile Com è noto, nell ambito del provvedimento A371 (Gestione e utilizzo della capacità di rigassificazione) Eni si impegnò a rilasciare, esclusivamente al PSV, partite di gas per 2 anni termici a partire dall ottobre Nonostante il provvedimento prevedesse quantitativi di cessione pari a 2 G(m 3 )/anno, nel 2009 l effettivo ammontare di gas ceduto è stato di appena 1 G(m 3 ). Considerando i volumi che ciascun gruppo acquista da Eni (tanto sul territorio nazionale, quanto oltre frontiera), si osserva come all incumbent siano ancora riconducibili ampie quote del gas nella disponibilità di ciascun gruppo, sebbene esse siano significativamente diminuite rispetto all anno precedente. Per Enel tale porzione è scesa al 6,5% (nel 2008 era 14,9%), per Edison al 20% (nel 2008 era al 38,6%), mentre per gli altri gruppi essa varia tra il 12% e il 21% del gas disponibile (nel 2008 oscillava tra il 13% e il 35%). L unico caso in cui si è registrato un aumento della quota di gas acquisito da Eni è quello della classe 1-2 G(m 3 ), dove si è passati dal 13% del 2008 al quasi 17% del Sul fronte degli impieghi, la quota di gas mediamente destinata da tutti i gruppi alla vendita ad altri operatori sul totale di gas complessivamente venduto e/o autoconsumato all interno del gruppo stesso è cresciuta di circa un punto percentuale, passando dal 44,3% del 2008 al 45,4%. Questo valore medio è dato tuttavia da andamenti differenziati: tale quota è scesa, infatti, al 39% (nel 2008 era pari al 42%) per Eni; è salita al 36% quella di Enel (pari al 31% nel 2008); è rimasta pressoché costante quella di Edison (34,4% contro il 35,8% dello scorso anno); è fortemente cresciuta (dal 49% al 58%), quella dei gruppi appartenenti alla classe 2-11 G(m 3 ); è scesa quella relativa alle rimanenti classi di operatori. In particolare è crollata la quota di gas destinata ad altri operatori da parte dei gruppi più piccoli, che al mercato all ingrosso risultano indirizzare appena il 2% del gas venduto e/o autoconsumato, a fronte di una quota che nel 2008 aveva superato il 14%. Gli autoconsumi sono tuttora una voce particolarmente rilevante per i gruppi principali che, in genere, dispongono di impianti di produzione di energia elettrica; se a questi si sommano le vendite a clienti finali collegati societariamente, anch essi di norma produttori di energia elettrica, si nota come una parte significativa della disponibilità di ciascun gruppo sia destinata al fabbisogno del gruppo medesimo. Tale fenomeno, seppure più contenuto rispetto al 2008, appare particolarmente rilevante per Enel ed Edison per i quali questa percentuale è rispettivamente del 28,5% e del 42%. Nel 2009 le vendite al mercato tutelato sono risultate pari al 31,7% del mercato finale complessivo e in lieve aumento rispetto al 2008, quando il mercato tutelato ha assorbito il 28,6% del totale. Ciò è probabilmente dovuto al contrarsi dei consumi complessivi e, in particolare, di quelli non domestici, tipicamente più abituati a rifornirsi sul mercato libero. Come si vedrà più avanti nel Capitolo, infatti, il mercato libero permane una prerogativa dei grandi clienti: la percentuale di consumi domestici su tale mercato nel 2009 ha superato di poco il 10% (era al 9,1% nel 2008). Si conferma, come negli anni passati, la tendenza degli operatori a specializzarsi sul mercato tutelato al diminuire dei volumi complessivamente venduti al mercato finale. I gruppi più piccoli rivolgono, infatti, il 54% delle proprie vendite al mercato protetto, il 76% delle quali vanno ai clienti domestici e a quelli appartenenti al settore commercio e servizi. Più in generale, i dati consentono di ribadire, come già fatto nelle precedenti Relazioni Annuali, che quanto più è piccolo il gruppo, tanto più ha un mercato limitato a quello che era il bacino d utenza storico in cui l operatore era presente ante liberalizzazione. La quota di gas venduto al mercato civile (domestico e commercio e servizi) nel 2009 è stata del 33% per Eni e del 37% per Enel, mentre relativamente alla generazione elettrica le due quote sono rispettivamente del 30% e del 48% in considerazione della differente struttura societaria dei due gruppi. Il gruppo Enel, infatti, ha autoconsumi nulli in quanto il gas destinato alle proprie centrali elettriche viene venduto, al pari di una normale cessione, alle società che all interno del gruppo effettuano la produzione di energia elettrica. Diversamente, il 63% delle vendite a clienti collegati del gruppo Eni è relativo al settore industriale, mentre la quasi totalità degli autoconsumi è destinata alla generazione elettrica. Come lo scorso anno, il gruppo Edison risulta quello che destina meno gas al settore civile: esso, infatti, vende il 69% a imprese appartenenti in buona parte al proprio gruppo societario che svolgono l attività di produzione di energia elettrica, limitando così la quota di gas destinato ad altre categorie di clienti, eccetto i grandi consumatori industriali. 115

5 Mercato e concorrenza Struttura dell offerta di gas Produzione nazionale È proseguita nel 2009 la riduzione progressiva della produzione nazionale di gas naturale: secondo i dati provvisori pubblicati dal Ministero dello sviluppo economico, infatti, lo scorso anno l estrazione di gas si è fermata a M(m 3 ), evidenziando un calo del 13,4% rispetto al 2008, il più elevato mai registrato sinora. Negli anni Novanta, tra il 1993 e il 1995, la produzione italiana di gas ha raggiunto il massimo a poco più di 20 G(m 3 )/anno, arrivando a soddisfare circa un terzo dei consumi nazionali dell epoca. Da allora il declino è stato costante, circa il 7% ogni anno (nel 2008 un po meno), e lo scorso anno la copertura del fabbisogno interno è scesa a un decimo rispetto al 30% che ancora assicurava alla fine degli anni Novanta. Secondo i dati pubblicati dall Ufficio Nazionale Minerario per gli Idrocarburi e le Georisorse del Ministero dello sviluppo economico, la produzione 2009, pari a M(m 3 ) valore diverso da quello appena indicato in quanto calcolato utilizzando un potere calorifico del gas differente è stata ottenuta per un quarto da giacimenti a terra e per tre quarti da coltivazione in mare. Il gas estratto da giacimenti in terraferma, pari a M(m 3 ), è la parte di produzione che è diminuita in misura minore rispetto all anno precedente ( 11,8%), mentre la produzione da giacimenti marini è scesa a M(m 3 ), registrando un calo del 13,1%. FIG. 3.1 Andamento della produzione nazionale di gas naturale dal 1980 M(m 3 ) Mare Terra Fonte: Ministero dello sviluppo economico, Ufficio Nazionale Minerario per gli Idrocarburi e le Georisorse. 116

6 GRUPPO M(m 3 ) QUOTA Eni ,5% Edison 605 7,9% Royal Dutch Shell 364 4,8% Gas Plus 208 2,7% Altri 5 0,1% TOTALE ,0% TOTALE (Ministero dello sviluppo economico) TAV. 3.2 Produzione di gas naturale in Italia nel 2009 Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori. Secondo i dati raccolti nella consueta Indagine annuale sui settori regolati svolta dall Autorità, sono 8 gli operatori che hanno dichiarato di aver estratto gas naturale nel territorio nazionale e la loro produzione complessiva è risultata pari a M(m 3 ). Il segmento resta dominato da Eni che possiede la quota più elevata e largamente superiore a quella dei concorrenti, pari all 84,5%. Seguono i gruppi Edison e Royal Dutch Shell. La quota di quest ultimo si è nettamente ridotta rispetto al 7,7% del Stabili, invece, rispetto allo scorso anno risultano le quote di Edison e Gas Plus. Nel 2009 Eni ha cominciato a riorganizzare le proprie attività nell ambito della produzione di gas. Più precisamente, sono state costituite tre nuove società alle quali sono state conferite le attività minerarie del gruppo suddivise per collocazione geografica: Padana Energia ha acquisito gli asset relativi al Nord Italia (Pianura Padana ed Emilia Romagna), Adriatica Idrocarburi ha assunto quelli relativi all Italia Centrale (Marche, Abruzzo e Molise) e Ionica Gas ha ottenuto quelli relativi al Mezzogiorno (nell area di Crotone e della Val d Agri). Sono in fase avanzata le trattative di vendita per due di queste tre nuove società, ovvero di Padana Energia e di Adriatica Idrocarburi. Nonostante le cessioni, Eni prevede comunque di mantenere stabile la propria produzione nel medio termine, grazie alla crescita attesa dei giacimenti della Val d Agri e ai progetti di sviluppo che ha in corso. Importazioni In termini netti le importazioni di gas in Italia sono diminuite lo scorso anno di 7,5 G(m 3 ). Secondo i dati provvisori del Ministero dello sviluppo economico (Fig. 3.2), infatti, nel 2009 le importazioni lorde sono scese a dai M(m 3 ) che avevano raggiunto nel 2008; ma anche le esportazioni sono diminuite, passando da 210 a 125 M(m 3 ). Tenendo conto che sono stati prelevati dalle scorte 886 M(m 3 ) a differenza di quanto accaduto nel 2008 quando negli stoccaggi furono immessi M(m 3 ) e che i consumi e le perdite di rete sono stimabili in circa M(m 3 ), il valore dei consumi nazionali nel 2009 è valutabile in M(m 3 ). Il grado di dipendenza dell Italia dalle forniture estere è quindi sceso al 90,2% dal 91,8% del La figura 3.3 mostra la ripartizione dei volumi di gas importato in base alla nazione di provenienza fisica (non contrattuale): l 80% circa del gas importato in Italia proviene da Paesi non appartenenti all Unione europea. Per lo più il gas arriva nel nostro Paese attraverso i gasdotti: solo il 4% dell import, infatti, giunge via nave. Nel 2009 tale quota è comunque raddoppiata rispetto agli anni precedenti grazie all entrata in funzione del nuovo terminale di Rovigo, dove arriva il GNL proveniente dal Qatar; questa quota è destinata ad accrescersi ulteriormente nei prossimi anni. 117

7 FIG. 3.2 Immissioni in rete nel 2008 e nel 2009 M(m 3 ) Produzione nazionale Importazioni nette Variazione delle scorte (A) (A) Per il 2009 dati preconsuntivi. Fonte: Ministero dello sviluppo economico. FIG. 3.3 Importazioni lorde di gas nel 2009 secondo la provenienza Valori percentuali; dati provvisori Libia 13,2% Paesi Bassi 10,4% Russia 33,1% Norvegia 6,9% Altri 3,5% Algeria 32,8% Fonte: Ministero dello sviluppo economico. Le fonti di approvvigionamento via gasdotto sono concentrate in Paesi extracomunitari: lo scorso anno Algeria, Russia e Libia hanno coperto insieme quasi l 80% dell approvvigionamento estero. Le prime due forniscono un terzo ciascuna del fabbisogno complessivo; dalla Libia, invece, arriva il 13% del totale importato. Dalla Russia sono giunti nel 2009, attraverso i punti di ingresso di Tarvisio e Gorizia, 22,9 G(m 3 ); dall Algeria, invece, sono arrivati 22,7 G(m 3 ) via tubo a Mazara del Vallo e 1,3 G(m 3 ) via nave, rigassificati presso l impianto di Panigaglia. Il gas proveniente dalla Libia, lo scorso anno pari a 9,2 G(m 3 ), entra in Italia attraverso il punto di Gela della Rete nazionale, mentre i quantitativi importati da Olanda 7,2 G(m 3 ) e Norvegia 4,8 G(m 3 ) transitano da Passo Gries, presso il confine svizzero. Il rimanente 3,5% delle importazioni 2009 è arrivato da altri Paesi: dalla Croazia l 1,2% e dal Qatar il 2,2%. Quest ultima quota, come detto poco sopra, è destinata a crescere nei prossimi anni, quando il terminale di Rovigo entrerà a pieno regime. 118

8 SOCIETÀ M(m 3 ) QUOTA % Eni ,9% Edison ,7% Enel Trade ,0% Plurigas ,2% Gaz de France sede secondaria ,7% Sorgenia ,1% Enoi ,1% Sinergie Italiane 881 1,3% Sonatrach Gas Italia 757 1,1% Speia 580 0,9% Essent Trading International 572 0,9% E.On Energy Trading 550 0,8% Hera Trading 488 0,7% CEA Centrex Italia 485 0,7% Begas Energy International (ex Bridas Energy) 404 0,6% Egl Italia 349 0,5% Gas Plus Italiana 308 0,5% Energetic Source 303 0,5% Spigas 231 0,3% Italtrading 228 0,3% Altri ,1% TOTALE ,0% IMPORTAZIONI (Ministero dello sviluppo economico) Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori. TAV. 3.3 Primi venti importatori di gas in Italia nel 2009 Importazioni lorde Con 33 G(m 3 ) di gas importato e una quota pari al 49,9% (47,9% se calcolata sul valore di import di fonte ministeriale), il gruppo Eni si conferma dominante anche nell importazione (Tav. 3.3), così come nella produzione nazionale. Pur scendendo nel tempo per il rispetto dei tetti antitrust stabiliti dal decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, non più operativi dal 2010, la quota di Eni rimane infatti preponderante e largamente superiore a quella dei concorrenti. Con un quantitativo importato pari a 10,4 G(m 3 ) e una quota del 15,7%, il gruppo Edison è passato in seconda posizione, superando il gruppo Enel, che nel 2009 ha acquisito all estero 8,6 G(m 3 ). Edison ha guadagnato la seconda posizione nella classifica degli importatori grazie al notevole aumento delle sue importazioni (43%), mentre quelle di Enel si sono ridotte del 12% rispetto al 2008 (seppur meno di quelle di Eni, calate anch esse ma del 28%). I primi tre importatori risultano acquisire il 78,6% (il 75,4% sul valore di import totale di fonte ministeriale) del gas complessivamente approvvigionato all estero da operatori italiani. Tale quota è comunque in riduzione rispetto all 84% del Per quanto riguarda l analisi dei contratti di importazione attivi nel 2009 secondo la durata intera (Fig. 3.4), resta confermato, come negli anni passati, che l attività di importazione avviene sulla base di contratti di lungo periodo. Più del 60% di essi possiede una durata complessiva di oltre 20 anni e un altro 20% possiede una durata intera di almeno 10 anni. Rispetto al 2008 risulta molto accresciuto il peso delle importazioni spot (che avvengono sulla base di accordi di durata al più annuale), che nel 2009 hanno raggiunto il 14%. Tale dato è però riconducibile al fatto che alcuni operatori hanno risposto alle domande dell Indagine dell Autorità inserendo i valori riferiti all intero contratto, anche quando non tutto il gas è stato poi importato in Italia, ma rivenduto direttamente all estero. Altri, invece, hanno riportato la quantità intera che il venditore ha messo a disposizione del compratore, cioè la Term Contract Quantity in luogo della richiesta Annual Contract Quantity. Pertanto il dato relativo ai contratti spot è da considerarsi del tutto provvisorio, al pari degli altri illustrati in questa Relazione Annuale. 119

9 FIG. 3.4 Struttura dei contratti (annuali e pluriennali) attivi nel 2009, secondo la durata intera Tra 30 e 35 anni 35% Fino a 1 anno 14% Tra 1 e 5 anni 1% Tra 5 e 10 anni 3% Tra 10 e 15 anni 10% Tra 25 e 30 anni 9% Tra 15 e 20 anni 10% Tra 20 e 25 anni 18% Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori. Circa la vita residua, i contratti di importazione in essere al 2009 (Fig. 3.5) si rivelano complessivamente ancora molto lunghi: circa un terzo scadrà infatti tra 15 o più anni; e più di due terzi scadranno tra 10 anni o più. Un terzo dei contratti esistenti terminerà entro i prossimi 10 anni, ma anche per l interpretazione di queste cifre vale l avvertenza appena menzionata circa la probabile sovrastima dei contratti di brevissima durata. FIG. 3.5 Struttura dei contratti (annuali e pluriennali) attivi nel 2009, secondo la durata residua Tra 15 e 20 anni 3% Oltre 20 anni 26% Fino a 1 anno 14% Tra 1 e 5 anni 10% Tra 5 e 10 anni 10% Tra 10 e 15 anni 37% Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori. Sviluppo delle infrastrutture di importazione L aggiornamento rispetto allo scorso anno del quadro delle infrastrutture di importazione via gasdotto presenta alcune novità riguardo sia al potenziamento dei gasdotti esistenti, sia allo stato di avanzamento dei progetti di nuovi gasdotti. Per quanto riguarda il potenziamento dei gasdotti esistenti, innanzitutto, è da registrare che l 1 ottobre 2009 è avvenuto il 120

10 3. Struttura, prezzi e qualità nel settore del gas completamento della seconda espansione del gasdotto TAG di collegamento tra l Austria e il punto di ingresso della Rete nazionale di Tarvisio, che ne ha incrementato la capacità di transito a 37,4 G(m 3 )/anno. Eni ha così completato le due espansioni (la prima era entrata in funzione nel febbraio 2009) scaturite dagli impegni assunti nel 2003 con la Commissione europea nell ambito dell indagine svolta sulle restrizioni di vendita territoriali previste nei contratti di fornitura di gas tra Gazprom ed Eni. È da evidenziare, tuttavia, che nel febbraio scorso Eni ha raggiunto un ulteriore accordo con la Commissione europea, formalizzato all inizio di marzo, verso la quale Eni si è impegnata a cedere la propria quota (89%) nella società Trans Austria Gasleitung GmbH (che detiene il 100% dei diritti di capacità di trasporto sul TAG) alla Cassa depositi e prestiti o ad altro soggetto pubblico controllato dal Governo italiano. L impegno è stato preso da Eni nell ambito della procedura d infrazione che la Commissione europea ha aperto nei confronti di alcune importanti imprese del settore del gas naturale (Gaz de France ed E.On, oltre a Eni), a seguito dell Indagine su tale settore pubblicata nel gennaio 2007 (descritta in dettaglio nel Capitolo 1 del Volume 2). Nell ambito dello stesso accordo con l Unione europea è anche prevista la dismissione delle partecipazioni detenute da Eni nei due metanodotti che portano gas dall Olanda in Italia, attraverso la Germania e la Svizzera (Tenp e Transitgas). Per la fine del 2011 è prevista una espansione, sino a 11,53 G(m 3 )/anno, anche per il gasdotto Greenstream che collega la Libia al punto di ingresso della Rete nazionale di Gela. A settembre 2009 la società Greenstream (controllata da Eni e dalla compagnia di Stato libico Noc, che possiede e gestisce il gasdotto) ha pubblicato un bando per un lavoro di ricognizione a scopo di ispezione e manutenzione sul tratto offshore da Mellitah a Gela. La ricognizione servirà a fornire informazioni sul fondale marino, necessarie sia per tracciare la posizione del nuovo tubo, sia per monitorare lo stato della condotta già funzionante. Importante è anche l approvazione, avvenuta alla fine di aprile 2010, della cessione di Eni alla Noc di un ulteriore 25% delle proprie quote di partecipazione nella società Greenstream; a seguito di tale cessione Eni e Noc detengono ora una quota paritaria (50%) della proprietà del gasdotto. L aggiornamento rispetto allo scorso anno dello stato di avanzamento dei nuovi gasdotti in fase di progetto di possibile interesse per il nostro Paese è riassunto nella tavola 3.4. Nuovi passi avanti sono stati compiuti sul progetto Trans Adriatic Pipeline (TAP) che collega la Grecia con l Italia, attraverso l Albania, per l importazione di gas proveniente dalle aree di produzione dell Est europeo e mediorientali: in particolare si segnala l ingresso nella Società di E.On Ruhrgas con una quota pari al 15%; scendono pertanto al 42,5% ciascuno le quote di Egl e Statoil Hydro. Dopo lo studio dei fondali marini, cominciato nel gennaio 2009, in luglio è stato avviato anche quello del territorio albanese per definire il percorso ottimale tra 5 potenziali tratti. Con il medesimo obiettivo di individuare il futuro percorso del gasdotto, inoltre, nell ottobre dello scorso anno rappresentanti della società TAP hanno avviato una serie di incontri con le autorità pugliesi. Oltre ad alcuni meeting svoltisi con rappresentanti del governo albanese, nel febbraio di quest anno la TAP ha incontrato il Ministro delle infrastrutture per illustrare al nostro Governo lo stato del progetto e delle attività condotte in Puglia. A metà del mese di marzo la società TAP ha presentato al Ministero dello sviluppo economico domanda di inclusione nella rete di trasporto nazionale per il tratto di gasdotto (lungo15 km) che dovrebbe essere realizzato onshore in Puglia, tra le località di Mesagne e Brindisi. Se approvata, la domanda renderà il gasdotto un interconnettore ufficiale con il sistema gas italiano e consentirà alla società TAP di svolgere a livello di governo centrale tutte le procedure di richiesta dei permessi necessari. Risulta in corso di predisposizione, infine, un Accordo intergovernativo tra Grecia, Albania e Italia, necessario per avviare la procedura di esenzione dell obbligo di accesso dei terzi. Nel giugno 2008 si è costituita la società IGI Poseidon per lo sviluppo, la costruzione e l esercizio del gasdotto IGI di collegamento tra Grecia e Italia. IGI Poseidon è una joint venture paritetica tra Edison International Holding (100% Edison) e l azienda di Stato greca Depa. Il gasdotto IGI fa parte dell ITGI, il corridoio energetico per l importazione del gas dal Mar Caspio attraverso la Turchia e la Grecia, Paesi che sono già collegati tra loro dal novembre Il progetto IGI è stato inserito dall Unione europea tra i cinque assi prioritari di approvvigionamento e ha ottenuto l esenzione dai terzi per un periodo di 25 anni. Ad aprile 2009 è stata avviata la gara per l attribuzione delle attività di verifica e certificazione della progettazione. Nel novembre scorso il Ministro dello sviluppo economico italiano e il Ministro dell energia turco hanno firmato una dichiarazione congiunta per confermare la valenza strate- 121

11 gica del progetto Poseidon, considerato uno strumento per lo sviluppo di un corridoio meridionale per l approvvigionamento di gas in Europa. Entrambi i Ministri hanno confermato il proprio impegno a supportare l iniziativa e, il governo turco in particolare, a garantire condizioni di transito che salvaguardino la competitività. Nel marzo 2010 IGI Poseidon ha siglato un accordo societario con la società Bulgarian Energy Holding per la realizzazione della bretella bulgara del gasdotto ITGI (di cui IGI fa parte) che avrà una capacità compresa tra 3 e 5 G(m 3 )/anno. Nello stesso periodo, la Commissione europea ha approvato una serie di finanziamenti da destinare a iniziative energetiche nell ambito del pacchetto anticrisi. Al gasdotto ITGI-Poseidon sono stati assegnati 100 milioni di euro più 45 per l interconnessione Bulgaria-Grecia. All inizio di aprile 2010 è iniziata la fase operativa con l avvio della gara per la fornitura dei tubi del gasdotto. TAV. 3.4 Nuovi gasdotti in progetto SOCIETÀ INGRESSO CAPACITÀ LUNGHEZ- COMPLETA- PREVISIONE SITUAZIONE IN ITALIA NOMINALE ZA MENTO STUDIO INIZIO G(m 3 )/anno Km FATTIBILITÀ ESERCIZIO TAP Trans Adriatic Pipeline (Grecia-Albania-Italia) TAP AG (Egl Brindisi 10/ ,5%, Statoil Hydro 42,5%, E.On 15%) IGI Interconnector Italia-Grecia IGI Poseidon Otranto 8, SA (Depa 50%, Edison 50%) GALSI (Algeria-Italia) GALSI Porto Botte 8/ (Sonatrach (Carbonia- 41,6%, Iglesias) Edison 20,8%, Enel 15,6%, Sfirs 11,6%, Hera Trading 10,4%) TGL Tauern Gas Leitung (Germania-Austria-Italia) Consorzio Malbor- 11,4 260 In fase 2015 Tauerngas- ghetto di proget- Leitung (Udine) tazione Studien und Planungsgesellschaft Mbh (E.On Rurhgas 45%, varie società austriache 55%) Fonte: Ministero dello sviluppo economico. Stipulato contratto di fornitura con Iran per 5,5 G(m 3 )/anno per 25 anni; avviate indagini dei fondali marini e del territorio albanese; presentata al Ministero dello sviluppo economico domanda di inclusione nella Rete nazionale del gas per il tratto onshore in Puglia. Progetto inserito dalla UE tra i 5 assi prioritari di approvvigionamento; concessa e ratificata l esenzione dei terzi al 100% per 25 anni; siglata a marzo 2010 una dichiarazione italo-turca sulla valenza strategica del progetto; avviata ad aprile 2010 la gara per la fornitura dei tubi; assegnato a marzo 2010 un finanziamento europeo per M. Firmato accordo intergovernativo fra Italia e Algeria; attesa per metà 2010 la decisione finale sull investimento; previsti per la seconda metà 2010 l avvio dei lavori operativi e per il 2011 la posa dei tubi; assegnato nel marzo 2010 un finanziamento europeo per 120 M. Ritirata temporaneamente la domanda di esenzione dall obbligo di accesso ai terzi, in attesa del recepimento del Terzo pacchetto europeo. 122

12 Dovrebbe giungere a metà 2010 la decisione finale sull investimento nel gasdotto GALSI, che collega Algeria e Italia via Sardegna, originariamente attesa per il Nel corso di un convegno dedicato a questa infrastruttura, che si è svolto a Cagliari nel novembre 2009, il Presidente del consorzio GALSI (composto dalle società Sonatrach 41,6%, Edison 20,8%, Enel 15,6%, Sfirs 11,6% e Hera Trading 10,4%) ha delineato una nuova tempistica per l iniziativa, prevedendo l avvio dei lavori operativi nella seconda metà del 2010, la prima posa dei tubi nel 2011 e l arrivo del primo gas proveniente dall Algeria nel I ritardi, rispetto alla prima data iniziale del 2012, sono stati causati soprattutto dai mutamenti del percorso resi necessari sia dal presentarsi di situazioni geologiche a rischio nel tracciato tra la Sardegna e la Toscana, sia dai ritrovamenti archeologici durante gli scavi. Nel novembre 2009 è stata presentata l istanza per il riconoscimento di accesso prioritario su questo gasdotto. A gennaio 2010, GALSI ha inoltre consegnato al Ministero dell ambiente e della tutela del territorio e del mare nuovi studi ambientali sul tracciato del gasdotto in territorio italiano che vanno a integrarsi alla documentazione già presentata il 31 luglio 2008 con l avvio dell iter autorizzativo. Anche questo progetto, infine, ha ricevuto nel marzo scorso un finanziamento europeo nell ambito del pacchetto anticrisi, per 120 milioni di euro. A fine giugno 2009 il consorzio Tauerngasleitung Studien und Planungsgesellschaft Mbh, controllato per il 45% da E.On e per il restante 55% da 5 società austriache, ha presentato al regolatore austriaco E-Control Kommission sia la domanda di esenzione dagli obblighi di accesso ai terzi sul gasdotto Tauern Gas Leitung (TGL), che dovrebbe percorrere 260 km in territorio austriaco dal confine italiano a quello tedesco, sia la richiesta di fissazione del metodo tariffario. A marzo 2010, tuttavia, la domanda di esenzione è stata temporaneamente sospesa, in attesa del recepimento nell ordinamento austriaco del Terzo pacchetto energetico adottato dall Unione europea. Al contempo, il consorzio ha annunciato che è quasi giunto a completamento lo studio di fattibilità che dimostra la possibilità tecnica di costruire il gasdotto attraverso i valichi alpini. Il consorzio ha inoltre fatto sapere di aver ottenuto dai proprietari interessati il 90% circa delle servitù di passaggio. Riguardo ai tempi previsti, resta invariata al 2010 la data entro la quale dovrebbe essere presa la decisione sull investimento, mentre nel 2015 dovrebbe avvenire l entrata in funzione del gasdotto. Il TGL collegherà il nodo di Haiming (in Baviera) con Malborghetto (Udine), passando nelle regioni austriache dell Inn e della Carinzia, dove sarà interconnesso con il sistema di stoccaggio di Salisburgo e con il TAG. Il progetto, che fa parte del piano Trans-European Networks (TEN) dell Unione europea, è stato ideato per trasportare gas in entrambe le direzioni e interconnettere i mercati dell Europa centro-settentrionale con quelli dell Italia e dei Paesi balcanici. La condotta dovrebbe inoltre servire a trasportare in Germania il GNL proveniente dai terminali adriatici. Infrastrutture del gas Trasporto La rete di trasporto del gas nazionale e regionale è gestita da 10 imprese: 3 per la Rete nazionale e 9 per la rete regionale (Tav. 3.5). La novità rispetto al 2008 è data dall ingresso, tra gli operatori di rete regionale, di Italcogim Trasporto che è subentrata alla precedente Arcalgas Progetti nella gestione di un tratto di rete nelle Marche. Lo scorso anno, invece, era entrata tra gli operatori di Rete nazionale Edison Stoccaggio, per la gestione del gasdotto Cavarzere-Minerbio di collegamento tra il nuovo impianto di rigassificazione di Rovigo e la Rete nazionale. Sotto il profilo degli assetti gestionali, tuttavia, il segmento del trasporto gas non è sostanzialmente mutato. Il principale operatore del trasporto, Snam Rete Gas, possiede km 123

13 di rete sui di cui è composto il sistema italiano di trasporto del gas. Il secondo operatore è il gruppo Edison che complessivamente amministra km di rete, di cui 203 sulla Rete nazionale. Tale gruppo, infatti, gestisce sia la rete di proprietà di Società Gasdotti Italia (1.297 km), sia il gasdotto di collegamento del terminale GNL di Rovigo, tramite la partecipata Edison Stoccaggio. Vi sono poi altri 7 operatori minori che possiedono piccoli tratti di rete regionale; nella tavola non compare più la società Carbotrade che dall 1 gennaio 2009 ha ceduto le attività di trasporto alla società Metan Alpi Energia. TAV. 3.5 Reti delle società di trasporto nel 2009 km SOCIETÀ RETE NAZIONALE RETE REGIONALE TOTALE Snam Rete Gas Società Gasdotti Italia Edison Stoccaggio Consorzio della Media Valtellina per il trasporto del gas Gas Plus Trasporto Italcogim Trasporto Metan Alpi Energia Metanodotto Alpino Netenergy Service Retragas TOTALE Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori. La tavola 3.6 mostra i dati pre-consuntivi circa le attività di trasporto per regione. La prima e la seconda colonna riportano la lunghezza delle reti gestite. Nelle ultime 5 colonne si possono invece apprezzare sia i volumi di gas che sono transitati sulle reti e sono stati riconsegnati a diverse tipologie di utenti, sia il numero di punti di riconsegna (clienti) complessivamente serviti. Come si vede dalla tavola, nel 2009 sono stati riconsegnati sulle reti di trasporto poco meno di 90 G(m 3 ) a punti di riconsegna; l attività di trasporto ha quindi registrato un calo del 3,9% rispetto al 2008 quando i volumi avevano raggiunto 93,7 G(m 3 ). Il calo, tuttavia, non ha interessato in egual misura le diverse tipologie di clienti: le riconsegne al termoelettrico sono infatti diminuite del 15,1%, quelle ai clienti finali industriali del 14,1%, mentre i volumi di gas immessi negli impianti di distribuzione risultano cresciuti dell 1,7% rispetto al Le differenze dai consumi comprendono le riconsegne agli stoccaggi e alle altre imprese di trasporto, oltre ai clienti finali non industriali o termoelettrici direttamente allacciati alla rete di trasporto. 124

14 REGIONE RETE RETE VOLUMI RICONSEGNATI NUMERO NAZIONALE REGIONALE A IMPIANTI A CLIENTI A CLIENTI ALTRO (A) TOTALE PUNTI DI DI DISTRI- FINALI IN- FINALI TER- RICONSEGNA BUZIONE DUSTRIALI MOELETTRICI Val d'aosta Piemonte Liguria Lombardia Trentino Alto Adige Veneto Friuli Venezia Giulia Emilia Romagna Toscana Lazio Marche Umbria Abruzzo Molise Campania Puglia Basilicata Calabria Sicilia Sardegna TOTALE TAV. 3.6 Attività di trasporto per regione nel 2009 Lunghezza reti in km; volumi riconsegnati in M(m 3 ) (A) Sono incluse le riconsegne ai punti di esportazione, ai punti di uscita verso lo stoccaggio e alle altre imprese di trasporto, oltre che quelle a clienti finali non industriali o termoelettrici direttamente allacciati alla rete di trasporto (per esempio, ospedali). Fonte: Elaborazione AEEG su dati degli operatori. La tavola 3.7 mostra i risultati dei conferimenti di capacità di trasporto di tipo continuo effettuati all inizio dell anno termico Rispetto alle capacità 1 messe a disposizione nell anno termico precedente, si registra un aumento di 6 M(m 3 )/giorno di capacità conferibile nel punto di Tarvisio, per l entrata in funzione dei potenziamenti sul TAG effettuati da Eni (vedi supra), nonché di m 3 /giorno a Gela che saranno disponibili a partire da aprile 2010 grazie ai programmi di potenziamento in corso sul gasdotto proveniente dalla Libia. Complessivamente la capacità conferibile è passata da 289,8 M(m 3 )/giorno del precedente anno termico a 296,2 M(m 3 )/giorno, evidenziando un aumento del 2,2%. I risultati del conferimento per l anno termico mostrano come, all inizio dell anno termico, la capacità di trasporto di tipo continuo presso i punti di entrata della Rete nazionale interconnessi con l estero via gasdotto sia stata conferita per il 90,9% a 67 soggetti. Considerando tuttavia l ulteriore capacità conferita ad anno termico avviato, all 1 gennaio 2010 la medesima quota sale a 99%. 1 È opportuno ricordare che i valori della capacità di trasporto sono calcolati mediante simulazioni idrauliche della rete di trasporto che tengono conto degli scenari di prelievo previsti per l anno in oggetto. La capacità di trasporto presso ciascun punto di entrata è determinata considerando lo scenario di trasporto più gravoso (quello estivo per i punti di entrata di Mazara del Vallo, Tarvisio e Gorizia, quello invernale per il punto di entrata di Passo Gries). In particolare Snam Rete Gas valuta i quantitativi massimi che possono essere immessi sulla rete da ciascun punto di entrata senza che siano superati i vincoli minimi di pressione nei vari punti del sistema e senza superare le prestazioni massime degli impianti. Ciò al fine di assicurare la disponibilità del servizio di trasporto al livello richiesto nel corso di tutto l anno termico. 125

15 TAV. 3.7 Capacità di trasporto di tipo continuo in Italia M(m 3 ) standard per giorno, se non altrimenti indicato; anno termico PUNTO DI ENTRATA CONFERIBILE CONFERITA DISPONIBILE SATURAZIONE DELLA RETE NAZIONALE (%) Passo Gries 59,0 56,6 2,4 96,0 Tarvisio 107,0 96,9 10,1 90,6 Mazara del Vallo 99,0 91,3 7,7 92,2 Gorizia (A) 2,0 0,0 2,0 0,0 Gela (B) 29,2 24,4 4,8 83,4 TOTALE 296,2 269,2 27,0 90,9 Terminali di GNL Panigaglia 13,0 7,2 5,8 55,4 Cavarzere 26,4 21,0 5,4 79,5 (A) Si ricorda che l importazione presso il punto di Gorizia è un operazione virtuale, risultante dai minori volumi fisici in esportazione. (B) Capacità disponibile a partire da aprile Fonte: Elaborazione AEEG su dati di Snam Rete Gas. Per confronto, nella tavola sono riportati anche i punti di entrata della rete in corrispondenza dei due terminali di rigassificazione di GNL oggi operanti in Italia. La capacità conferibile giornaliera di Panigaglia, pari a 13,0 M(m 3 )/giorno, è assegnata all operatore del terminale, GNL Italia del gruppo Eni, che immette il gas in rete per conto dei propri utenti della rigassificazione, al fine di consentire un utilizzo efficiente della capacità di trasporto presso l interconnessione con il terminale. A tal proposito è da segnalare, tuttavia, che sia per l anno termico in corso ( ) sia per il prossimo, la capacità massima giornaliera di rigassificazione a Panigaglia sarà ridotta a causa dell entrata in manutenzione di uno dei quattro vaporizzatori dell impianto ligure. La capacità conferibile giornaliera del terminale di Rovigo (connesso con la rete nel punto di Cavarzere) è invece pari a 26,4 M(m 3 )/giorno. Poiché l operatore del terminale, la società Terminale GNL Adriatico, ha ottenuto l esenzione all accesso dei terzi per 25 anni ai sensi della legge 23 agosto 2004, n. 239, e della Direttiva europea 55/03/CE, la capacità conferibile in tale punto, pari a 26,4 M(m 3 )/giorno, sarà disponibile soltanto per 5,4 M(m 3 )/giorno sino all anno termico Inoltre, per i primi 5 anni termici anche tale capacità è riservata all impresa di rigassificazione, ai sensi della delibera 31 luglio 2006, n. 168/06. Conferimenti pluriennali La tavola 3.8 riassume le capacità di tipo pluriennale conferite (a ottobre 2009) presso i punti di entrata della Rete nazionale interconnessi con l estero via gasdotto. Come previsto dalle disposizioni dell Autorità, quest anno sono state assegnate le capacità per i prossimi cinque anni termici, a partire dal , complessivamente a 23 soggetti titolari di contratti di importazione pluriennali. La tavola riporta anche i dati per l anno termico , con le capacità di tipo pluriennale conferite lo scorso anno. Si richiama l attenzione sul notevole ampliamento di capacità disponibile nel medio termine a Passo Gries, probabilmente per l esaurirsi dei contratti di fornitura da Olanda e Mare del Nord oggi ancora attivi. 126

16 TAV. 3.8 PUNTI DI ENTRATA ANNO TERMICO TARVISIO MAZARA PASSO GRIES GELA GORIZIA CAVARZERE DEL VALLO Capacità conferibile 107,0 99,0 59,0 29,2 2,0 26,4 Capacità conferita 90,4 87,8 52,2 21,9 0,0 26,4 Capacità disponibile 16,6 11,2 6,8 7,3 2,0 0, Capacità conferibile 107,0 99,0 59,0 31,6 2,0 26,4 Capacità conferita 91,0 87,8 50,8 21,9 0,0 26,4 Capacità disponibile 16,0 11,2 8,2 9,7 2,0 0, Capacità conferibile 107,0 99,0 59,0 31,6 2,0 26,4 Capacità conferita 90,8 86,7 48,8 21,9 0,0 26,4 Capacità disponibile 16,2 12,3 10,2 9,7 2,0 0, Capacità conferibile 107,0 99,0 59,0 31,6 2,0 26,4 Capacità conferita 82,0 86,6 45,1 21,9 0,0 26,4 Capacità disponibile 25,0 12,4 13,9 9,7 2,0 0, Capacità conferibile 107,0 99,0 59,0 31,6 2,0 26,4 Capacità conferita 81,7 86,5 21,2 21,9 0,0 21,0 Capacità disponibile 25,3 12,5 37,8 9,7 2,0 5, Capacità conferibile 107,0 99,0 59,4 31,6 2,0 26,4 Capacità conferita 80,8 86,5 7,3 21,9 0,0 21,0 Capacità disponibile 26,2 12,5 51,7 9,7 2,0 5,4 Conferimenti ai punti di entrata della Rete nazionale interconnessi con l estero via gasdotto per gli anni termici dal al M(m 3 ) standard per giorno Fonte: Snam Rete Gas. Stoccaggio Per l anno termico il sistema di stoccaggio ha offerto una disponibilità per il conferimento in termini di spazio complessivo per riserva attiva (c.d. working gas) pari a circa 14,3 G(m 3 ) (Tav. 3.9). La quota di tale disponibilità destinata allo stoccaggio strategico è pari a circa 5,1 G(m 3 ), come stabilito dal Ministero dello sviluppo economico (in applicazione di quanto prescrivono l art. 3, comma 4, del decreto del Ministro dell industria, del commercio e dell artigianato 9 maggio 2001 e l art. 2 del decreto del Ministro delle attività produttive 26 settembre 2001) sulla base dei programmi di importazione dai Paesi non appartenenti all Unione europea comunicati dagli utenti, della situazione delle infrastrutture di importazione, nonché dell andamento delle fasi di iniezione e di erogazione dagli stoccaggi negli inverni precedenti. La disponibilità per i servizi di stoccaggio minerario, di modulazione e per il bilanciamento operativo della rete di trasporto è ammontata a 9,2 G(m 3 ). La disponibilità di punta giornaliera in erogazione, valutata al termine dell erogazione del gas destinato al servizio di modulazione e minerario, come previsto dalle disposizioni introdotte dalla delibera 3 marzo 2006, n. 50/06, è pari complessivamente a circa 153 M(m 3 ) standard. 127

17 TAV. 3.9 Disponibilità di stoccaggio in Italia nell anno termico M(GJ) M(m 3 ) STANDARD (A) Spazio per stoccaggio strategico 200, Spazio per i servizi di modulazione, stoccaggio minerario 363, e bilanciamento operativo della rete di trasporto TOTALE 564, Disponibilità giornaliera di punta per i servizi di stoccaggio minerario, 6,0 152,3 di modulazione e bilanciamento operativo della rete di trasporto M(GJ)/giorno M(m 3 )/giorno a fine stagione di erogazione (A) Determinati secondo i valori del PCS di riferimento dei sistemi Edison Stoccaggio e Stogit, pari rispettivamente a 38,1 e 39,4 MJ/m 3. Fonte: Elaborazione AEEG su dati Edison Stoccaggio e Stogit. I risultati del conferimento effettuato dalle imprese di stoccaggio per l anno termico sono riportati nella tavola In termini di spazio per riserva attiva, le capacità conferite da Stogit per l anno termico hanno raggiunto 13,9 G(m 3 ), equivalenti a circa 547,7 milioni di GJ, considerando un potere calorifico superiore (PCS) pari a 39,4 MJ/m 3 standard. Rispetto all anno termico , tenuto conto degli incrementi di capacità intervenuti nel corso dello stesso anno, lo spazio reso disponibile è aumentato di circa 0,4 G(m 3 ). Dei 13,9 G(m 3 ) messi a disposizione da Stogit, ne sono stati riservati: 8,8 (pari a circa 346 milioni di GJ) ai servizi di modulazione e minerario; 0,11 (pari a circa 4 milioni di GJ) al bilanciamento operativo della rete di trasporto; 5,0 alla riserva strategica. Nel complesso, nell anno termico Stogit ha stipulato contratti per i servizi di stoccaggio con 62 operatori: 51 utenti del servizio di modulazione (dei quali 5 hanno utilizzato anche il servizio minerario e 23 quello strategico) e 3 utenti del servizio per il bilanciamento operativo delle imprese di trasporto. Sette utenti hanno sottoscritto contratti per il servizio di stoccaggio strategico senza avere sottoscritto contratti per il servizio di modulazione. Ventidue soggetti, dei quali 21 già utenti del servizio di modulazione, hanno acquisito capacità offerte nell ambito del servizio di bilanciamento utenti (di cui alla delibera 9 ottobre 2009, ARG/gas 146/09) reso disponibile da Stogit a decorrere dal mese di dicembre I volumi movimentati (movimentato fisico) dal complesso degli stoccaggi Stogit a marzo 2008 sono risultati pari a circa 15,4 G(m 3 ), di cui 7,4 in erogazione e 8,0 in iniezione. Le capacità di spazio per riserva attiva messe a disposizione da Edison Stoccaggio nell anno termico sono ammontate a circa 0,4 G(m 3 ). In tutto gli utenti del sistema di stoccaggio Edison sono stati 15: 14 utenti del servizio di modulazione (di cui 1 anche del servizio di stoccaggio strategico) e 1 del servizio per il bilanciamento operativo delle imprese di trasporto. TAV Conferimenti di capacità di spazio negli stoccaggi Spazio relativo ai servizi di stoccaggio minerario, di modulazione e per il bilanciamento operativo delle imprese di trasporto ANNO TERMICO ANNO TERMICO IMPRESE NUMERO NUMERO DI STOCCAGGIO OPERATORI CAPACITÀ (GJ) (A) OPERATORI CAPACITÀ (GJ) (A) Stogit Edison Stoccaggio (A) Per il sistema Stogit il PCS di riferimento è 39,4 MJ/m 3 standard, mentre per il sistema Edison è 38,1 MJ/m 3 standard. Fonte: Elaborazione AEEG su dati Edison Stoccaggio e Stogit. 128

18 Situazione delle istanze di concessione per nuovi stoccaggi Nella tavola 3.11 è riportato lo stato attuale delle istanze di concessione, da parte del Ministero dello sviluppo economico, per nuovi siti di stoccaggio, tutti da realizzare in giacimenti di gas esauriti tranne che nel caso di Rivara, dove è prevista la costituzione di un sito acquifero in unità litologiche profonde. Alla fine di aprile 2009 si è concluso l iter autorizzativo del progetto nell area di San Potito Cotignola, in provincia di Ravenna, gestito al 90% da Edison Stoccaggio insieme a Blugas Infrastrutture (con il restante 10%). Con il conferimento della concessione dal Ministero dello sviluppo economico, sono partiti i lavori di riconversione dei due giacimenti; l entrata in esercizio degli impianti, attesa per il 2013, consentirà di incrementare di circa 900 M(m 3 ) l attuale capacità di stoccaggio nazionale per i servizi di modulazione, stoccaggio minerario e bilanciamento operativo della rete di trasporto e di 8 M(m 3 )/giorno la capacità di erogazione massima alla punta. Rispetto al quadro presentato lo scorso anno, novità si registrano anche per i progetti di Cornegliano (LO), Cugno Le Macine Serra Pizzuta (MT), Sinarca (CB), Bagnolo Mella (BS), Palazzo Moroni (AP) e Rivara (MO). Dopo l ottenimento del decreto che ha sancito l esito positivo della Valutazione di impatto ambientale (VIA) nel gennaio 2009, per il progetto di Cornegliano sviluppato da Ital Gas Storage società partecipata al 51% da Gestione Partecipazioni, al 17% da Ascopiave, al 10% da Speia e da altre 4 società per il restante 22% sono stati avviati nel luglio scorso i procedimenti istruttori per l ottenimento della dichiarazione di pubblica utilità e per il conferimento della concessione. A novembre 2009, infine, si è svolta la Conferenza dei servizi, anch essa passo indispensabile al fine di ottenere la concessione da parte del Ministero dello sviluppo economico. PROGETTO SOCIETÀ WORKING PUNTA SITUAZIONE GAS M(m 3 ) M(m 3 )/giorno Autorizzato; l avvio presenta difficoltà tecniche e ambientali; si valuta l opportunità Alfonsine (RA) Stogit ,0 di utilizzare il campo per riserva strategica; stesura di un nuovo programma di lavori in corso. Autorizzato; VIA positiva con prescrizioni Bordolano (CR-BG) Stogit (novembre 2009); possibile operatività a partire dall anno termico Ital Gas Storage In fase autorizzativa; VIA positiva con (Gestione prescrizioni (gennaio 2009); avviati a luglio Partecipazioni 51%, 2009: procedimento esproprio, dichiarazione Ascopiave 17%, di pubblica utilità e conferimento della Speia 10%, Italian concessione; Conferenza dei servizi Cornegliano (LO) Utilities 9%, ,5 (novembre 2009). Aim Vendite 5%, Az. Energetica Trading 5%, Petren 3%) Geogastock In fase autorizzativa; VIA positiva con Cugno Le Macine (Avelar 742 6,6 prescrizioni (febbraio 2009); avviso al pubblico Serra Pizzuta (MT) Energy 100%) di avvio del procedimento (agosto 2009); Conferenza dei servizi (novembre 2009). In fase autorizzativa; VIA positiva con Gas Plus Storage prescrizioni (novembre 2008); avviso Sinarca (CB) (60%), Edison 324 3,3 al pubblico di avvio del procedimento Stoccaggio (40%) (luglio 2009); in attesa di convocazione della Conferenza dei servizi. TAV Istanze di concessione di stoccaggio a marzo

19 TAV SEGUE Istanze di concessione di stoccaggio a marzo 2010 PROGETTO SOCIETÀ WORKING PUNTA SITUAZIONE GAS M(m 3 ) M(m 3 )/giorno In fase autorizzativia; parere favorevole Bagnolo Mella (BS) Edison Stoccaggio, n.d. n.d. Commissione per gli Idrocarburi e le Risorse Retragas Minerarie (aprile 2009); richiesta presentazione VIA (maggio 2009). In istruttoria; parere favorevole Commissione Palazzo Moroni (AP) Edison Stoccaggio 70 0,8 per gli Idrocarburi e le Risorse Minerarie (dicembre 2009). Poggiofiorito (TE) Gas Plus Italiana 160 1,7 In istruttoria; all esame della Commissione per gli Idrocarburi e le Risorse Minerarie. Blugas In istruttoria; parere favorevole della Voltino (CR) Infrastrutture n.d. n.d. Commissione per gli Idrocarburi e le Risorse Minerarie (giugno 2008). In istruttoria; parere favorevole della Romanengo (CR) Enel Trade n.d. n.d. Commissione per gli Idrocarburi e le Risorse Minerarie (giugno 2008); avvenuta presentazione VIA (ottobre 2008). Gas Plus Storage In istruttoria; parere favorevole della San Benedetto (AP) (51%), Gaz de n.d. n.d. Commissione per gli Idrocarburi e le Risorse France/Acea (49%) Minerarie (giugno 2008). In istruttoria; nel 2007 ha ottenuto parere Rivara (MO) Erg Rivara Storage negativo alla VIA per indeterminazioni (in acquifero (85% Indipendent progettuali e carenze documentali; profondo) Gas Management, progetto avversato dai Comuni interessati; 15% Erg) integrazione documentazione per rilascio VIA (settembre 2009). Fonte: Ministero dello sviluppo economico. Le autorizzazioni e le valutazioni specifiche che competono al Ministero dell ambiente in tema di VIA, infatti, non sostituiscono le autorizzazioni, le licenze, i nulla osta e tutti gli atti di assenso che sono necessari a livello locale (Regione, Provincia e/o Comune) per la costruzione degli impianti. È proprio allo scopo di acquisire questi assensi che, una volta ottenuta una VIA favorevole, è necessario riunire una Conferenza dei servizi. Normalmente tra l approvazione del decreto di VIA e la pronuncia finale da parte della Conferenza dei servizi passano pochi mesi, ma la durata di tale periodo può aumentare se l ente locale, prima di concedere il via libera di propria competenza, richiede l esecuzione di ulteriori verifiche e/o approfondimenti tecnici, verifiche che tra l altro possono servire anche per l eventuale negoziazione delle compensazioni ambientali ed economiche per il territorio su cui l impianto sarà realizzato. Passi avanti si sono registrati anche per il progetto di Cugno Le Macine Serra Pizzuta sviluppato da Geogastock (dall inizio del 2010 controllata al 100% dalla società svizzera Avelar Energy, a sua volta controllata dalla russa Renova Industries) che a regime consentirebbe di incrementare lo spazio per stoccaggio di circa 700 G(m 3 ) e la capacità di erogazione alla punta di 6,6 M(m 3 )/giorno. Approvata la VIA a febbraio 2009, in agosto è stato pubblicato l avviso al pubblico di avvio del procedimento e a fine anno si è tenuta la Conferenza dei servizi. Nel 2009, inoltre, il progetto di Bordolano ha ottenuto il decreto di VIA (con prescrizioni), mentre i progetti di Bagnolo Mella e di Palazzo Moroni (che ha cambiato la denominazione prima indicata con Verdicchio ) hanno ottenuto parere favorevole dalla Commissione per gli Idrocarburi e le Risorse Minerarie. È infine del luglio scorso l avviso al pubblico di avvio del procedimento per il progetto di Sinarca. Per quanto riguarda il progetto di Rivara, l unico in acquifero, è da registrare la permanenza di un opposizione a livello locale, nonostante l iniziativa sia giudicata di elevato interesse a livello nazionale. Nell ottobre 2009, nell ambito delle verifiche propedeutiche all ottenimento di VIA, il Ministero dell ambiente ha richiesto un parere alla Regione Emilia Romagna. Questa si è avvalsa, a sua volta, di un parere negativo della provincia 130

20 3. Struttura, prezzi e qualità nel settore del gas di Modena. A fine gennaio 2010, inoltre, l assessore regionale all ambiente e allo sviluppo sostenibile ha sottoposto alla giunta dell Emilia Romagna un parere negativo sul progetto, basandolo sull istruttoria tecnico-amministrativa elaborata dagli uffici regionali e supportata dalle amministrazioni provinciali e comunali interessate. Nell ambito del procedimento di VIA il parere della giunta regionale ha valore consultivo e non vincolante. Nel giugno 2009 è stato avviato l iter autorizzativo per la realizzazione di un programma sperimentale di iniezione di CO 2 in giacimento per la verifica di sostituzione parziale del cushion gas nell ambito della Concessione Cortemaggiore stoccaggio della società Stogit. Terminali di GNL La tavola 3.12 riassume lo stato di avanzamento dei progetti per la costruzione di nuovi terminali di rigassificazione di GNL sulle coste italiane. Su queste infrastrutture molte sono le novità rispetto al quadro presentato lo scorso anno, prima fra tutte l entrata in esercizio commerciale, avvenuta a novembre 2009, del terminale offshore di Porto Levante (Rovigo) della società Terminale GNL Adriatico. Nel corso del 2009 i progetti che hanno realizzato passi in avanti sono essenzialmente quelli di Porto Empedocle (AG), Livorno e Gioia Tauro (RC), mentre hanno incontrato problemi quelli di Rosignano (LI), Taranto e Zaule (TS). Un passo in avanti ha ottenuto anche il terminale progettato a Brindisi, seppure la lunga vicenda di questa infrastruttura non si è ancora conclusa. Il primo progetto di terminale a Brindisi portato avanti da Brindisi Lng (società di proprietà di British Gas Italia) è stato autorizzato nel 2003 e ha ottenuto nel 2005 il riconoscimento dell esenzione dalla disciplina di accesso ai terzi per l 80% della capacità di rigassificazione. Negli ultimi anni il progetto ha tuttavia affrontato innumerevoli ostacoli, a partire dal dissenso della popolazione e delle autorità locali e perfino l apertura di un inchiesta della Magistratura. Nel gennaio 2008 Brindisi Lng ha avviato una procedura presso i Ministeri dell ambiente e dei beni culturali per la pronuncia di compatibilità ambientale del progetto di un rigassificatore nell area di Capo Bianco, che si è conclusa positivamente nel dicembre La VIA è divenuta necessaria dopo che, nell autunno 2007, il Ministero dello sviluppo economico, di concerto con quello dell ambiente, aveva emanato un decreto di sospensione dell autorizzazione rilasciata nel A seguito dell ottenimento a fine anno di VIA positiva, Brindisi Lng si è detta pronta a riaprire il cantiere prima della fine del 2010, per chiuderlo entro i successi mesi. Il terminale, inoltre, ha già un contratto di fornitura di gas. Novità positive hanno interessato il progetto di terminale di Gioia Tauro (RC) presentato da LNG MedGas Terminal, società posseduta per il 69,8% da Fingas (Sorgenia e Iride) e per il restante 30,2% da Medgas Italia (gruppo Belleli) e Azienda Energetica Etschewerke di Bolzano, che nel giugno 2008 aveva ottenuto un finanziamento a fondo perduto dalla Commissione europea per 1,6 milioni di euro, nell ambito del progetto TEN- E e, nel settembre dello stesso anno, anche la VIA positiva da parte del Ministero dell ambiente. A maggio 2009 si è conclusa la fase di valutazione delle compensazioni ambientali e sociali che ha permesso la stipula di un Protocollo d intesa con gli enti locali. A dicembre la Conferenza nazionale dei servizi ha dato il proprio nulla osta definitivo. Il progetto, la cui definizione ha avuto inizio nel 2005, è ora in attesa dell autorizzazione finale da parte del Ministero dello sviluppo economico. Per il progetto Toscana offshore della società OLT Offshore LNG Toscana (E.On 46,79%, Gruppo Iride 46,79%, OLT Energy Toscana 3,73%, Golar LNG 2,69%) nel corso del 2009 è stata chiesta l esenzione totale dalla disciplina dell accesso dei terzi per 20 anni; in agosto il Ministero dello sviluppo economico ha notificato alla società la decisione di concederla, ma la Commissione europea ha richiesto un integrazione di informazioni. L iniziativa ha ottenuto a settembre 2009 l esclusione di VIA sulla modifica del tracciato del gasdotto di collegamento alla Rete nazionale, modifica che era stata richiesta dagli enti locali. Nell estate 2009 Golar Frost ha consegnato la nave nel porto di Dubai dove Saipem la sta convertendo in terminale. L arrivo è previsto al largo di Livorno nei primi mesi del A dicembre 2009 sono stati avviati i lavori a terra per la realizzazione del gasdotto di collegamento alla Rete nazionale e a gennaio 2010 quelli del collegamento via mare. La situazione è invece ancora sospesa per l altro progetto toscano, quello portato avanti da Edison e British Petroleum a Rosignano Marittima, il cui procedimento autorizzativo è tuttora in corso. La Regione Toscana ha dato a dicembre 2009 parere negativo alla VIA, nonostante il precedente giudizio positivo (con prescrizioni) del Nucleo regionale di valutazione 131